Повышение надежности линейной части магистральных газопроводов за счет создания подсистемы мониторинга коррозионного растрескивания под напряжением тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.01, кандидат наук Абаев, Заурбек Камболатович

• Абаев, Заурбек Камболатович
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Абаев, Заурбек Камболатович

ВВЕДЕНИЕ..........................................................5

ГЛАВА 1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ И УПРАВЛЕНИЯ НАДЕЖНОСТЬЮ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ................14

1.1 Анализ автоматизированного диспетчерского управления транспорта газа... 14

1.2 Единая система газоснабжения и ее технический ресурс.........17

1.3 Проблема коррозионного растрескивания под напряжением линейной части

магистральных газопроводов.......................................21

1.4 Анализ показателей надежности магистральных газопроводов.....24

1.5 Особенности мониторинга технического состояния участков газопровода,

подверженных КРН.................................................30

1.6 Современные способы мониторинга КРН и их недостатки..........34

1.7 Постановка цели и задачи исследования........................39

Выводы по главе 1............................................... 45

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЯ ОЦЕНКИ СКЛОННОСТИ УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА К КОРРОЗИОННОМУ РАСТРЕСКИВАНИЮ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ...................................47

2.1 Механизм КРН и выбор факторов для дальнейшего исследования...47

2.2 Планирование и методика проведения эксперимента..............52

2.3 Анализ экспериментальных данных методами математической статистики ... 58

2.4 Разработка критерия оценки склонности участка МГ к КРН.......66

2.5 Пример использования разработанного критерия для оптимизации параметров

технологического процесса ....................................... 76

Выводы по главе 2................................................ 78

3

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА РАНЖИРОВАНИЯ УЧАСТКОВ

МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА ПО СКЛОННОСТИ К

КОРРОЗИОННОМУ РАСТРЕКИВАНИЮ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ.....................80

3.1 Определение потенциально опасных участков МГ................80

3.2 Алгоритм ранжирования участков МГ по склонности к КРН.......86

3.3. Анализ надежности участка МГ...............................92

3.4. Рекомендации по повышению надежности участка...............96

3.5 Оценка точности разработанной методики.....................100

3.6 Оценка экономической эффективности разработанной методики..105

Выводы по главе 3..............................................113

ГЛАВА 4 РЕАЛИЗАЦИЯ ПОДСИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА.....................................115

4.1 Принципы реализации подсистемы мониторинга.................115

4.2 Определение исходных данных и методы их получения..........117

4.3 Разработка структурной схемы подсистемы мониторинга КРН....120

4.4 Нижний уровень подсистемы мониторинга КРН..................129

4.5 Средний уровень подсистемы мониторинга КРН.................132

4.6 Верхний уровень подсистемы мониторинга КРН.................134

4.7 Специализированное программное обеспечение верхнего уровня.136

Выводы по главе 4..............................................144

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.....................................................146

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ.......................148

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ..............................................149

4

Приложение А. Свидетельство о государственной регистрации программы для

ЭВМ № 2015616136.....................................................162

Приложение Б. Свидетельство о государственной регистрации программы для

ЭВМ № 2016663508.....................................................163

Приложение В. Акт о внедрении результатов диссертационной работы в

Моздокском ЛПУ МГ (филиал ОАО «Газпром трансгаз Ставрополь)..........164

Приложение Г. Акт о внедрении результатов диссертационной работы в ООО «Газпром газораспределение Владикавказ»..............................165

5

ВВЕДЕНИЕ

Основным способом транспортировки природного газа от мест добычи до потребителей является трубопроводный транспорт.

На сегодняшний день единая система газоснабжения (ЕСГ) Российской Федерации является крупнейшей в мире по объему перекачиваемого продукта. Работоспособность и надежность магистральных газопроводов (МГ) — основа бесперебойных и своевременных поставок газа на внутренний и зарубежный рынок. Отказы магистральных газопроводов сопряжены со значительным материальным и экологическим ущербом, приводят к локальным и общим загрязнениям окружающей среды, создают угрозу безопасности обслуживающему персоналу и населению, проживающему на этой территории. Согласно статистическим данным, основной причиной отказов линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН, стресс-коррозия) — в 2001 г. — 30 %, в 2005 г. — 42 %, в 2010 г. — до 70 %. Помимо значительного увеличения динамики отказов по причине КРН, расширяется также и география его присутствия — с начала 2000-х годов оно наблюдается почти во всех климатических районах РФ.

Увеличение протяженности трубопроводов, в свою очередь, существенно повышает возможность их разрушения, поэтому чрезвычайную важность, для обеспечения экологической безопасности приобретает задача оценки надежности того или иного участка трубопровода [1, 2].

Магистральные газопроводы, как правило, эксплуатируются при рабочих давлениях 5,5-7,5 МПа при одновременном воздействии коррозионных сред. Коррозионные отказы являются главным фактором, снижающим надежность подземных стальных трубопроводов. Большая часть магистральных трубопроводов страны вступила в период эксплуатации, характеризующийся проявлением различных видов коррозионной повреждаемости труб и ростом вероятности аварийных отказов, наиболее серьезной из которых является проблема КРН (до 70 %

6

аварий) [3, 4]. Основная причина этого - отсутствие, либо не достаточное научное обоснование существующих методов борьбы и диагностики процесса КРН [5, 6].

Одна из важнейших проблем повышения надежности работы газотранспортных систем состоит в отсутствии контроля технического состояния участков линейной части магистральных газопроводов, подверженных КРН, а также в отсутствии методов эффективного планирования планово-предупредительных и капитальных ремонтов данных участков. Это происходит на фоне крайней изношенности технологического оборудования ЕСГ: эксплуатация большинства главных систем МГ начата в 1960-1980-х гг., более 40 % от общей протяженности ЛЧМГ эксплуатируется свыше 30 лет [7].

Методы борьбы с коррозионным растрескиванием под напряжением и его эффективной диагностики до сих пор не выработаны [8-10]. Разработанные к настоящему времени методы и средства мониторинга КРН, не позволяют в полной мере отразить действительную картину процесса и выявить опасные участки МГ до развития критических дефектов.

Данные методы направлены, в основном, на диагностику одного или нескольких факторов КРН, например, определение глубины дефекта или толщины стенки трубы МГ, что позволяет обеспечить контроль технического состояния газопровода исходя только из его текущего состояния, не давая прогнозных оценок динамики развития процесса КРН и не объясняя причин его возникновения.

Одним из ключевых этапов на пути обеспечения конструктивной надежности ЕСГ является формирование и развитие автоматизированного диспетчерского управления (АСДУ) и применение информационных технологий для обеспечения безопасной эксплуатации МГ.

В данных условиях чрезвычайно актуальной становится задача построения и введения в АСДУ транспортом газа подсистемы мониторинга стойкости к КРН линейной части магистрального газопровода, поскольку база средств диагностики магистральных газопроводов, а также методы оценки влияния различных факторов на интенсивность протекания процессов КРН позволяют ставить вопрос о со

7

здании подобной подсистемы с целью обеспечения конструктивной надежности на весь срок его эксплуатации.

Различные попытки создания подобных систем в настоящее время предпринимаются [11], но почти всегда они ведут к сведению в единую базу данных разнообразной информации о магистральном газопроводе, после чего оператор должен сам принимать решение о его текущем состоянии, исходя из анализа большого количества измеренных факторов и накопленной истории их изменения.

Очевидно, что для повышения безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов требуется создание новых математических моделей, способных адекватно описывать состояние участков МГ, разработка алгоритма ранжирования участков по склонности к КРН, позволяющего повысить эффективность планово-диагностических работ и обеспечить конструктивную надежность МГ на весь срок эксплуатации.

Разработка методов прогнозирования состояния линейной части магистральных газопроводов на сегодняшний день является одним из приоритетных направлений в нефтегазовой отрасли Российской Федерации. Вопросы диагностики и мониторинга КРН освещены в работах ученых Харионовского В. В., Губа-нок И. И., Теплинского М. А., Гареева А. Г., Чучкалова М. В., Климова П. В., Спиридо-вича Е. А., Есиева Т. С., Отта К.Ф. и других специалистов в области КРН. Однако требуют дальнейшего исследования и разработки методов оценки склонности участков ЛЧМГ к КРН.

Резюмируя вышесказанное, можно сказать, что актуальность научной проблемы диссертационной работы определяется необходимостью разрешения нижеследующих противоречий:

Противоречия в практике:

— с оЭном стороны, необходимость выявления и учета особенностей потенциально опасных участков ЛЧМГ с целью повышения срока безотказной работы (повышения эффективности технического диагностирования);

8

— с Эруаом стороны, отсутствие методов ранжирования и оценки надежности потенциально опасных участков ЛЧМГ, подверженных КРН.

Противоречия в теории:

— с оЭном стороны, необходимость учета совместного влияния различных факторов на возникновение и развитие КРН в современных системах мониторинга;

— с Эруаом стороны, отсутствие результатов системного анализа (математических моделей, алгоритмов) обработки информации и решения задач мониторинга КРН для обеспечения надежности ЛЧМГ.

Цель исследования — повышение надежности линейной части магистрального газопровода за счет создания подсистемы мониторинга КРН.

Объект исследования — линейная часть магистральных газопроводов.

Предмет исследования — структурные решения, модели и алгоритмы решения задач управления надежностью ЛЧМГ.

Научная задача — разработка структурной схемы, а также математического и алгоритмического обеспечения подсистемы мониторинга КРН.

Для решения поставленной общей научной задачи была проведена ее декомпозиция на ряд следующих частных задач:

1. Анализ методов, алгоритмов и критериев оценки технического состояния ЛЧМГ.

2. Разработка критерия оценки склонности участков ЛЧМГ к КРН.

3. Разработка алгоритма ранжирования участков ЛЧМГ по склонности к КРН.

4. Разработка структурной схемы подсистемы мониторинга КРН.

5. Разработка специального программного обеспечения подсистемы мониторинга КРН.

Методы исследования. Решение поставленных задач базируется на применении таких методов как: системный анализ сложных объектов, метод экспертных оценок, экспериментальные исследования в лабораторных условиях, математиче

9

ские методы планирования многофакторных экспериментов, аппарат нечетких множеств, методы моделирования систем.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы и трех приложений. Ее содержание изложено на 165 страницах, проиллюстрировано 73 рисунками и 24 таблицами. Библиографический список литературы содержит 120 наименований.

Во введении обоснована актуальность объекта, предмета исследований и темы диссертации, сформулированы цель и научная задача исследований, изложены основные результаты исследований, показана их научная новизна и практическая значимость.

В первой главе проведен анализ процессов управления надежностью магистральных газопроводов. Рассмотрены современный подход к обеспечению конструктивной надежности, специфика мониторинга и методы борьбы с КРН. Приведен анализ существующих систем мониторинга КРН, результаты патентного поиска. Обоснована необходимость решения противоречий в теории и практике обеспечения надежности ЛЧМГ. Приведена постановка научной задачи и ее декомпозиция на частные задачи.

Во второй главе рассмотрен механизм возникновения и развития КРН. Определены факторы КРН для дальнейших исследований. Обосновано использование методики планируемого эксперимента и показана актуальность метода наименьших квадратов (МНК) применительно к проблеме КРН. Приведены методика и материалы для проведения планируемого эксперимента. Представлены результаты экспериментов, проведена их математическая обработка и получены соответствующие уравнения регрессии. Методами нечеткой логики рассчитывается специальный критерий оценки опасности участка ЛЧМГ. Приведен пример оптимизации параметров технологического процесса в зависимости от ранга опасности КРН.

В третьей главе рассмотрены этапы разработки алгоритма ранжирования участков МГ по склонности к КРН. Показаны основные типы потенциально опас

10

ных участков и дана методика определения их протяженности. Предложены методика анализа надежности потенциально опасных участков и перечень мероприятий по повышению надежности участков ЛЧМГ. Проведена оценка точности разрабатываемой методики и оценка экономического эффекта от внедрения предлагаемых решений.

В четвертой главе рассматриваются вопросы практической реализации подсистемы мониторинга КРН. Показано место разрабатываемой подсистемы в структуре управления ЕСГ. Разработаны модели, позволяющие определить требуемый состав элементов и структурную схему подсистемы мониторинга КРН. Определены основные функции подсистемы и основные элементы каждого уровня подсистемы, а также их требуемые характеристики. Разработан алгоритм программы верхнего уровня подсистемы, позволяющий проводить мониторинг технического состояния ЛЧМГ в реальном времени.

В заключении обобщены результаты исследований, сформулированы выводы по диссертации, приведены основные положения, выносимые на защиту.

В приложениях приведены свидетельства о государственной регистрации программы для ЭВМ, а также акты о реализации научных результатов.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается: использованием апробированных математических методов планирования многофакторных экспериментов, методов математической статистики и регрессионного анализа; сходимостью результатов математического моделирования с результатами экспериментальных исследований и данными об отказах газопроводов; результатами использования предложенных в диссертации моделей, алгоритмов и программ, подтвержденных актами об их внедрении, а также тем, что полученные результаты имеют ясную физическую трактовку.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Впервые на основе регрессионного анализа и аппарата нечетких множеств разработан критерий оценки склонности участка МГ к КРН, позволяющий

11

повысить срок безопасной эксплуатации МГ за счет своевременного определения наиболее опасных участков.

2. Разработан алгоритм ранжирования участков МГ по склонности к КРН, отличающийся способностью учитывать особенности и специфику работы участка, определять длину потенциально опасных участков и производить анализ их надежности.

3. Разработана структурная схема и определены требуемые элементы подсистемы мониторинга КРН, отличающаяся способностью проводить оценку надежности участков ЛЧМГ, подверженных КРН, в режиме реального времени.

4. Впервые предложен алгоритм работы специального программного обеспечения подсистемы мониторинга КРН, обеспечивающий эффективную реализацию функций обеспечения надежности ЛЧМГ.

Практическая значимость диссертационной работы заключается в том, что результаты исследований применимы в решении актуальной задачи обеспечения конструктивной надежности ЛЧМГ и, в частности:

1. Структурная схема подсистемы мониторинга КРН позволяет эксплуатирующим организациям определять наиболее опасные участки линейной части МГ и способствует повышению эффективности технического диагностирования за счет оптимизации планово-диагностических мероприятий.

2. Методика ранжирования участков МГ по склонности к КРН и оптимизации планово-диагностических мероприятий позволит ведущим организациям добиться существенного экономического эффекта за счет снижения объемов диагностики неопасных участков МГ.

3. На основании предложенного алгоритма ранжирования участков МГ по склонности к КРН разработана программы (свидетельство о государственной регистрации программ для ЭВМ №2015616136 и № 2016663508), позволяющие проводить анализ результатов мониторинга технического состояния участков газопровода и оценивать их надежность.

12

На защиту выносятся следующие научные положения:

1. Критерий оценки склонности участка МГ к КРН, позволяющий повысить срок безопасной эксплуатации МГ за счет своевременного определения наиболее опасных участков.

2. Алгоритм ранжирования участков магистрального газопровода по склонности к КРН.

3. Структурная схема подсистемы мониторинга КРН и ранжирования участков газопровода по склонности к КРН.

4. Алгоритм работы прикладного программного обеспечения подсистемы мониторинга КРН.

Области исследования. Диссертационные исследования соответствуют пунктам 4 и 5 паспорта специальности 05.13.01 — Системный анализ, управление и обработка информации.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение надежности линейной части магистральных газопроводов за счет создания подсистемы мониторинга коррозионного растрескивания под напряжением»

Апробация работы

Экспериментальная часть работы проводилась в рамках государственного контракта ГК №02.740.11.0690 и федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» (шифр заявки «2012-1.1 -12-000-2012-050»).

Результаты работы были доложены: на Международной заочной научнопрактической конференции «Экономика, проектный менеджмент, образование, юриспруденция, экология, медицина, социология, философия, филология, психология, техника, математика: состояние и перспективы развития» (Санкт-Петербург, 2013), на Международной научно-практической конференции «Инновационное развитие современной науки» (Уфа, 2014), на Международной научнопрактической конференции «Технические науки: теоретический и практический взгляд» (Уфа, 2014), а также в научной школе-семинаре молодых ученых и студентов с международным участием «Современные проблемы механики, энергоэффективность сооружений и ресурсосберегающие технологии» (Москва, 2015) и на 8-й международной конференции «Наука, образование, культура и информа

13

ционно-просветительская деятельность — основы устойчивого развития горных территорий» (Владикавказ, 2015).

Результаты работы были внедрены на предприятии ООО «Г азпром трансгаз Ставрополь» в Моздокском ЛПУ МГ (г. Моздок) и на ООО «Г азпром газораспределение Владикавказ» (г. Владикавказ).

Личный вклад автора. Основные научные положения, а также выводы и рекомендации, содержащиеся в диссертационной работе, получены автором самостоятельно. В совместных публикациях лично автору принадлежит: разработка алгоритма ранжирования и критерия оценки склонности участка МГ к КРН; разработка структурной схемы и определение требуемых элементов подсистемы мониторинга КРН; разработка алгоритма работы специального программного обеспечения подсистемы мониторинга КРН.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 научных работ, в т. ч. 4 работы (из них 2 без соавторов) в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, определенных ВАК РФ для публикации основных научных результатов, получено два свидетельства о государственной регистрации программы для ЭВМ.

14

ГЛАВА 1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ И УПРАВЛЕНИЯ НАДЕЖНОСТЬЮ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.1 Анализ автоматизированного диспетчерского управления транспорта газа

В настоящее время одним из главных направлений в нефтегазовой отрасли является повышение эффективности процесса добычи и транспорта газа путем оптимизации режимов работы магистральных газопроводов, которая дает значительное снижение себестоимости без дополнительных капитальных вложений. Данная оптимизация достигается за счет процесса оперативно-диспетчерского управления — осуществления комплекса мер по централизованному управлению технологическими режимами работы объектов добычи и транспорта газа предприятия.

К процессу оперативно-диспетчерского управления относятся:

— осуществление комплекса мер, направленных на поддержание надежного функционирования газотранспортной системы предприятия;

— планирование (прогнозирование) режимов работы газотранспортной системы предприятия;

— управление технологическими режимами работы оборудования и устройств объектов предприятия, включенных в перечень объектов диспетчеризации;

— оптимизация режимов работы оборудования и повышение эффективности работы транспортной системы предприятия в целом;

— диагностический контроль состояния оборудования.

Кардинальное изменение информационно-программного и аппаратного обеспечения диспетчерских служб, наблюдаемое в последнее время, объясняется, в первую очередь, качественным скачком в области автоматизации и информатизации системы управления ЕСГ [12, 13]. Но фоне этого изменения, требование

15

обеспечения надежности всех элементов ЕСГ, в том числе ЛЧМГ, а также исправности самой системы диспетчерского управления стало обязательным [14].

Оценка технического состояния и надежности объектов современных газотранспортных предприятий (ГТП) выполняется диспетчерскими службами на основании экспертных оценок, не поддерживаемых соответствующими информационными системами оценки и мониторинга технического состояния [15].

Применяемая на сегодняшний день система сбора и обработки данных о техническом состоянии участков ЛЧМГ, заключающаяся, в основном, в накоплении результатов диагностики, нуждается в серьезной модернизации [16]. Одним из необходимых этапов этой модернизации является разработка методов и алгоритмов прогнозирования КРН ЛЧМГ, которые позволили бы оптимизировать процесс обследования технического состояния и мероприятий по обеспечению конструктивной надежности.

Анализ вопроса обеспечения надежности МГ АСДУ транспорта газа, показывает, с оЭном стороны, многообразие функций, выполняемых средствами автоматизированного управления, большое разнообразие технических средств диагностики и мониторинга, а с Эруаом стороны, — ограниченность («неполноту») возможности решения некоторых прикладных задач, таких как выявление участков, склонных к КРН до возникновения дефектов и отказов элементов.

Решение этой проблемы практически состоит в системном анализе проблемы КРН и использовании его результатов (моделей, алгоритмов) для создания подсистемы мониторинга КРН ЛЧМГ, интегрированной в состав АСДУ ЕСГ.

Задачи бесперебойного снабжения потребителей газа и обеспечения надежности газопоставок, сформулированные в положениях о диспетчерско-технологической службе ОАО «Газпром» [17], требуют развития программнотехнических средств современных ГТП, которое позволило бы осуществить повсеместный переход к управлению производственно-технологическим комплексом в режиме реального времени. Подобный переход позволит обеспечить автоматизированный контроль и управление основными и вспомогательными техно

16

логическими процессами транспорта газа и контроль исправности отдельных элементов системы. Однако в практике диспетчерского контроля отсутствуют эффективные методы определения участков газопровода, наиболее склонных к растрескиванию, без проведения дорогостоящей диагностики, что создает серьезные препятствия для надежной эксплуатации.

Значительные социально-экономические последствия отказов и крайне экстремальные условия эксплуатации (районы крайнего севера, труднодоступные и труднопроходимые районы и т. п.) ЛЧМГ требуют использования автоматизированных систем (АС), позволяющих добиться максимально малолюдного и безопасного режима эксплуатации и последующего технического обслуживания участков.

Реализация таких тенденций предусматривает не только качественное изменение режима функционирования систем управления, но и предъявляет дополнительные повышенные требования к надежности функционирования-технологических объектов. Одним из путей повышения данной надежности является внедрение подсистем мониторинга технического состояния ЛЧМГ по признаку КРН [18].

Разрабатываемая подсистема предназначена для повышения эксплуатационной надежности функционирования ЛЧМГ за счет повышения эффективности функций технического диагностирования АСДУ транспорта газа. Повышение эффективности достигается за счет своевременного определения наиболее опасных участков ЛЧМГ и оптимизации последующих мероприятий по повышению надежности: резервирование, замена фрагментов трубы, проведение планов-предупредительных работ [19]. Ранжирование участков по склонности к КРН должно проводиться на основе математических моделей и информационных технологий, способных адекватно описывать состояние ЛЧМГ и давать прогнозы его дальнейшей работоспособности.

С созданием такой системы диспетчеру предоставляется возможность получать (релевантные по времени) прогнозные оценки работоспособности того или

17

иного участка газопровода и своевременно принимать решения о дальнейшей эксплуатации.

1.2 Единая система газоснабжения и ее технический ресурс

Магистральный газопровод (МГ) — это трубопровод диаметром до 1420 мм и рабочим давлением перекачиваемого продукта до 10 МПа, осуществляющий транспортировку добываемого природного газа от мест добычи до районов его потребления [20].

Магистральные газопроводы осуществляют транспортировку следующих продуктов:

— природный газ (от головных компрессорных станций (КС) на месте добычи до газораспределительных станций (ГРС) городов- и населенных пунктов-потребителей;

— сжиженный углеводородный газ (упругость насыщенных паров не более 1,6 МПа, температура не более 45 °С);

— товарная продукция в пределах отдельных элементов ЕСГ (головные и промежуточные КС, ГРС, замерные пункты и т. п.).

В зависимости от величины рабочего давления, газопроводы делятся на два класса: от 2,5 до 10 МПа включительно — класс I; от 1,2 до 2,5 МПа — класс II; ниже 1,2 МПа — не относится к магистральным.

Весь добываемый в Российской Федерации газ поступает в единую систему газоснабжения (ЕСГ) — уникальный технологический комплекс, включающий в себя протяженную сеть магистральных газопроводов, объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. На сегодняшний день, единая система газоснабжения (ЕСГ) Российской Федерации является крупнейшей в мире по объему перекачиваемого продукта.

Протяженность ЕСГ составляет 175 тыс. км. В транспортировке газа используются 247 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов 45,9 млн кВт. Единая система газоснабжения России принадлежит

18

ОАО «Газпром». В 2013 году введены в эксплуатацию магистральные газопроводы и отводы протяженностью порядка 700 км [21].

На рисунке 1.1 представлены основные элементы магистрального газопро-

Рисунок 1.1 — Основные элементы магистрального газопровода:

7 — газовая скважина; 2 — газосборный пункт; 2 — газопромысловый коллектор;

7 — головные сооружения; 3 — головная компрессорная станция (ГКС); б — магистральный газопровод; 7 — запорная арматура; <$ — промежуточная компрессорная станция; 9, 77, 72 — переходы соответственно через малую преграду, дорогу и крупную водную преграду; 79 — линия связи; 72 — аварийный запас труб; 77 — дорога с подъездами; 73, 2б — газораспределительная станция; 7б — газопровод-отвод; 77 — защитное сооружение; 7<$ — система электро-химзащиты; 79 — линии электропередач; 29 — подземное хранение газа (ПХГ); 27 — компрессорная станция ПХГ; 22 — водосборник; 22

— дом линейного ремонтера-связиста; 27 — лупинг; 23 — вертолетная площадка; 27 — газорегуляторный пункт; 2<$ —газовые сети потребителя.

Схема добычи и транспортировки газа состоит в следующем: 1 — по индивидуальным трубопроводам под действием пластового давления природный газ поступает на газосборные пункты, здесь происходит первичный замер давления и, при необходимости, его редуцирование; 2 — далее газ поступает в промысловый газосборный коллектор; 3 — от газосборных коллекторов газ поступает на головные сооружения, где проводят комплекс мероприятий для доведения газа до товарной кондиции (осушка, вторичный замер и редуцирование давления и т. п.); 4

— на головной КС производят компримирование (повышение давления газа с по

19

мощью компрессора) до рабочего давления (приблизительно 7,5 МПа) и его подачу в линейную часть магистрального газопровода.

Объектом исследования диссертационной работы является линейная часть магистральных газопроводов (ЛЧМГ) Российской Федерации: эксплуатационная длина — 175 тыс. км; объём перекачки — 500-570 млн т/год; грузооборот — 1200-1300 млрд м^-км.

Линейная часть магистральных газопроводов состоит из следующих элементов: магистральный газопровод, запорная арматура, переходы через естественные и искусственные преграды, линии электропередачи, линии связи, автомобильные подъездные дороги, газопроводы-отводы, защитные сооружения.

В современной нефтегазовой отрасли РФ имеется ряд научно-технических проблем, связанных с обеспечением надежности ЛЧМГ, в частности, защиты от КРН, обусловленных рядом причин: увеличение протяженности ЕСГ, повышение объемов перекачиваемого газа и вызванное этим повышение рабочих параметров (давления газа, диаметра трубопроводов), износ основных элементов ЕСГ (увеличение срока эксплуатации — см. рисунок 1.2), экстремальные условия эксплуатации и т. д. [2, 22].

По состоянию на 2014 г. возрастной состав магистральных газопроводов представлен на рисунке 1.2 [21].

И 10 лет и менее н от 11 до 20 лет и от 21 до 30 лет

И более 30 лет

Рисунок 1.2 — Возрастной состав газопроводов ОАО «Газпром»

20

Из диаграммы видно, что более половины газопроводов, используемых в составе ЕСГ, эксплуатируется более 20-25 лет, что является причиной увеличения отказов ЛЧМГ и сбоев в работе оборудования.

На рисунке 1.3 приведена динамика аварийности на объектах ЕСГ по причине КРН за период с 2004 по 2012 гг. [7].

Рисунок 1.3 — Динамика аварийности на объектах ЕСГ по причине КРН

Доля отказов по причине КРН для некоторых лет достигает 70 % от общего количества аварий.

Одним из приоритетных направлений программы реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, принятой ОАО «Газпром» на период с 2011 по 2015 гг., является уменьшение технологических потерь газа при транспортировке за счет строительства, реконструкции и технического перевооружения узлов измерений в составе объектов транспорта.

Решение данной проблемы невозможно без применения системного подхода к проблеме коррозионного растрескивания под напряжением — расчет и прогнозирование развития процесса КРН во времени в реальных условиях эксплуатации (мониторинг технического состояния), обеспечение заданных показателей

21

надежности ЛЧМГ, оптимизация мероприятий комплексного технического диагностирования потенциально опасных участков МГ.

1.3 Проблема коррозионного растрескивания под напряжением линейной части магистральных газопроводов

С точки зрения надежности линейной части магистрального газопровода (ЛЧМГ) проблема коррозионного растрескивания под напряжением является наиболее серьезной и не до конца изученной. Согласно статистическим данным, по этой причине происходит большинство аварий (см. рисунок 1.4) [23, 24].

Рисунок 1.4 — Относительная частота аварий ЛЧМГ

ОАО «Газпром» в период с 1991-2005 гг.

Термины КРН и стресс-коррозия — абсолютные аналоги.

Первые упоминания о проблеме КРН проявились в 60-х годах XX века в США, а в СССР — в 80-х годах [25,26].

Особенностью КРН (стресс-коррозии) является образование на внешней поверхность стенки трубы колоний трещин в горизонтальном направлении (см. рисунок 1.5), способных, по истечении определенного времени, объединяться в одну магистральную трещину (см. рисунок 1.6), приводящую к разрыву трубы. Основная опасность этой особенности — неопределенность как о моменте зарождения

22

трещин, так и об их дальнейшем развитии и объединении в критическую магистральную трещину, и времени, необходимом для этого.

Разрушение чаще всего происходит неожиданно, с выбросом газа и его возгоранием. Образующийся при разрушении котлован, в зависимости от количества разрушенных труб, достигает 45 м в ширину, 60-70 м в длину и 4,5 м в глубину.

Рисунок 1.5 — Внешний вид повреждений КРН

Основной формой растрескивания, характерной для газопроводов ЕСГ является «low pH SCO» (SCC — stress corrosion cracking) — КРН при низком pH, наблюдаемая при кислотности грунтовых электролитов с pH < 7,5. «Low pH SCO» является частным случаем водородного растрескивания поэтому применение катодной защиты, направленное на борьбу с общей коррозией, в случае КРН ускоряет его развитие [26].

23

Широкомасштабный переход на использование трубных сталей контролируемой прокатки (группы прочности Х60, Х65, Х70), взамен использовавшихся ранее нормализованных сталей (группы прочности Х46 и Х52), с целью улучшения ударной вязкости при низких температурах и повышения прочностных свойств [27], наметившийся во второй половине 60-х гг. прошлого века, совпадает по времени с первыми массовыми проявлениями КРН на МГ.

Явление КРН состоит из следующих этапов: зарождение трещины на внешней поверхности стенки трубы и предшествующий появлению видимых трещин инкубационный период; развитие трещин по поверхности металла и углубление их в материал — трещины КРН, как правило, направлены перпендикулярно к действию растягивающих напряжений и могут иметь как транскристаллитный, так и межкристаллитный характер; долом по месту наиболее глубокой магистральной трещины — мгновенное разрушение металла [28].

Историю борьбы с КРН в России можно разделить на два больших этапа: до начала эффективного внедрения средств внутритрубной диагностики (ВТД) (до 2000 года) и после него.

В начале 2000-х годов началось активное использование средств внут-ритрубной диагностики (ВТД), которое позволило эффективно выявлять некоторые типы дефектов, такие как одиночные трещины, колонии трещи, коррозионные язвы и питтинги и т. п., и снизить, тем самым, аварийность на объектах ЕСГ. Однако не смотря на высокую эффективность реализованных мероприятий, они не смогли решить проблему КРН — число отказов в год по этой причине возрастало и составляло до 40-50 % от общего числа отказов ЛЧМГ. На сегодняшний день, наибольшее количество отказов приходится на основные магистрали ЕСГ диаметром 1220-1420 мм.

Значительные темпы роста диагностики и последующего ремонта трубопроводов до сих пор не способствовали снижению аварийности по причине КРН [29].

24

Также следует отметить, что процессы интенсификации отказов по причине КРН происходят на фоне увеличения общей продолжительности газотранспортной системы (см. рисунок 1.7).

Годы

Рисунок 1.7 — Изменение протяженности магистральных газопроводов

1.4 Анализ показателей надежности магистральных газопроводов

Надежность (конструктивная или эксплуатационная) магистрального газопровода — комплексное свойство ЛЧМГ сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, состоящее из безотказности, долговечности, ремонтопригодности и сохраняемости.

Безотказностью — свойство объекта сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени наработки (срока эксплуатации).

Предельное состояние — состояние объекта при котором дальнейшая эксплуатация объекта по назначению становится невозможной или нецелесообразной. Часто переход в предельное состояние может не сопровождаться отказов или остановкой объекта, т. е. объект остается работоспособным, однако его дальнейшая эксплуатация становится недопустимой по различным основаниям: безопасность, экономичность, эффективность.

25

Долговечность — способность объекта не достигать предельного состояния в течение длительного времени.

Ремонтопригодность — это свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта [30].

Иными словами, конструктивная безопасность (безотказная работа) ЛЧМГ — есть ненаступление предельного состояния (критический отказ — авария) магистрального газопровода во время его эксплуатации.

Решение вопросов надежности и безопасности современных магистральных газопроводов осуществляется на всех стадиях жизненного цикла. При этом основными целями расчета надежности являются [31]:

— обоснование и проверка эффективности предлагаемых (реализованных) мер по доработкам конструкции, технологии изготовления, системы технического обслуживания и ремонта;

— решение различных оптимизационных задач: оптимизация структуры объекта, оптимизация систем технического обслуживания и ремонта, обоснование гарантийных сроков и назначенных сроков службы (ресурса) объекта и др.

Выбор показателей надежности является специфической задачей, которая зависит от специфики, характера и назначения объекта исследования, общих требований к технологическому процессу и результатам его функционирования [32].

Поскольку отказы МГ, как правило связаны с существенными материальными и социальными рисками, их следует рассматривать как невосстанавливае-мые объекты, основными показателями надежности, которых являются [32, 33]:

1. Вероятность безотказной работы в интервале времени от 0 до /#:

а) Вероятностное определение:

р(;д=Р(0; о)=р {^ > о} = 1 - p;(u (1.1)

где РД0) — вероятность того, что объект проработает безотказно в течение заданного времени работы ^0, начав работать в момент времени = 0, или вероятность того, что наработка до отказа окажется больше заданного времени работы ^0.

26

б) Статистическое определение:

^) = ^(у0) / Җ0) = 1 - л(у0) / Җ0), (1.2)

т. е. F(?Q) — отношение числа объектов, безотказно проработавших до момента времени Уо, к числу объектов, исправных в начальный момент времени У = 0, или частность события, состоящего в том, что реализация времени работы объекта до отказа окажется больше заданного времени работы Уо.

2. Вероятность отказа объекта в интервале времени от 0 до /о:

$(?о)=1 -^); (1.3)

ОМ = 1-.РМ. (1.4)

3. Вероятность безотказной работы в интервале времени от / до / + /о:

а) Вероятностное определение:

^(у,у + у0) = {^1 > у + ^о 1^1 > у} = ^(0, у + ?о)/^(0, у) = ғ(у + ^о)/^(у), (1.5)

т. е. Р(у, у + у0) — вероятность того, что объект проработает безотказно в течение заданного времени работы Уо, начинающегося с момента времени У, или условная вероятность того, что случайная наработка объекта до отказа окажется больше величины У + Уо при условии, что объект уже проработал безотказно до момента времени 6

б) Статистическое определение:

Р(У, У + ^) = W + ^)/W), (1.6)

т. е. Р(у, у + Уо) — отношение числа объектов, проработавших до момента времени У + Уо, к числу объектов, исправных к моменту времени У, или частость события, состоящего в том, что реализация наработки объекта до отказа окажется больше У + Уо при условии, что эта реализация больше величины У.

4. Вероятность отказа объекта в интервале времени от / до / + /#:

О(у,у + У0) =1 - Р(у,у + У0) = () ( "; (1.7)

О(у, у+уо)=1 - ^(у, у+уо).

(1.8)

27

5. Плотность распределения отказов:

а) Вероятностное определение:

/О = <F(/)=Л(/) = -<?(/), (1.9)

а/ <ж а/

т. е. / (/) — плотность вероятности того, что время работы объекта до отказа ока

жется меньше или плотность вероятности отказа к моменту времени

б) Статистическое определение:

/ (/) =

и(/ + Д/) - Ғ (/) Ди(/, / + Д/) Ғ(0)Д/ * Ғ(0)Д/

(1.10)

т. е. / (/) — отношение числа отказов в интервале времени [^, к произведе

нию числа исправных объектов в начальный момент времени = 0 на длительность интервала времени Ж

6. Интенсивность отказов объекта в момент времени /:

а) Вероятностное определение:

) =

1 <

1 - F (/) <

F (/) =

/(/) ^(/),

(1.11)

т. е. 2(/) — условная плотность вероятности отказа объекта к моменту времени

при условии, что до этого момента отказ изделия не произошел.

б) Статистическое определение:

^/) =

и(/ + Д/) - и(/) Ғ (/ + Д/) - Ғ (/) Ди(/, / + Д/) Ғ(/)Д/ - Ғ(/)Д/ - Ғ(/)Д/

(1.12)

т. е. 2(/) — отношение числа отказов в интервале времени [?, ^^+J^^] к произведению числа исправных объектов в момент времени на длительность интервала времени Ж

7. Средняя наработка до отказа:

а) Вероятностное определение:

{<^} = J / (т)<т = J ^*<С(^) = J F(^)<^, (1.13)

0 0 0

т. е. Л — математическое ожидание (среднее значение) наработки до отказа.

28

б) Статистическое определение:

1 1 W)

г 1 =—(^++...+^(0)1) = — У .

7V(0) ҖО)^

(1.14)

На практике, как правило, используется другой показатель надежности магистральных газопроводов — время до проведения следующей экспертизы промышленной безопасности, которое рассчитывается исходя из того, что за устанавливаемый срок вероятность безаварийной работы участка составит 0,9 (т. е. вероятность отказа (9(и>1) = 0,1) [34].

Время /ком, (год) по истечении которого необходимо проводить следующее комплексное диагностирование технического состояния участка МГ, определяется по формуле:

_ln(0,9)-1000

^КОМ т 1 '

У

(1.15)

где Ат — интенсивность аварий обследуемого участка, аварий/1000 км в год;

Ly — длина обследуемого участка, тыс. км.

Интенсивность аварий на одном участке в общем случае определяется как

/V

2 =—, (1.16)

где /V — общее число аварий на обследуемом участке;

/ — время наблюдения, год.

Из рассмотренных показателей надежности наибольший интерес с практической точки зрения представляет вероятность ()(л>1) возникновения одной или более аварий на обследуемом участке газопровода [34]:

(?(и>1) = 1-ехр(-2-/-А/1000), (1-17)

где Ly — длина обследуемого участка, тыс. км;

/ — время дальнейшей эксплуатации этого участка (расчетный период), год.

Выбор именно этого показателя надежности в качестве целевой функции обоснован возможностью провести математическую постановку научной задачи

29

исследования для количественной оценки эффективности предлагаемых решений по повышению надежности, а также возможностью корректировки значения расчетной интенсивности отказов (А).

Однако следует отметить, что существующий порядок определения времени до проведения диагностического обследования не учитывает особенностей и специфики работы отдельных потенциально опасных участков — согласно стандартному графику пропуск снаряда осуществляется по всем участкам, находящимся в ведомстве линейно-производственного управления (ЛПУ), один раз в пять лет, однако, эксплуатирующая организация может принимать решения о времени и периодичности диагностирования, отличные от стандартного графика, по своему усмотрению и соответствующему обоснованию. В случае отсутствия аварийных разрушений на исследуемом участке, назначается средняя для МГ ОАО «Газпром» интенсивность отказов Аср, равная 0,2 отказа в год на участке МГ длиной 1000 км. Очевидно, что данный показатель нуждается в регулярной корректировке.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Абаев, Заурбек Камболатович, 2017 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. О федеральной целевой программе «Снижение рисков и смягчение последствий чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в Российской Федерации до 2015 года»: Постановление Правительства Российской Федерации от 7 июля 2011 г. № 555 (ред. от 31янв. 2012 Г. № 68) // Собрание законодательства Российской Федерации. - 2011. - № 30 (Ч. 2). - ст. 4633; 2012. - № 6. - Ст. 697.

2. Трубопроводный транспорт: эксплуатация и ремонт / интервью с Харионов-ским В. В. //Газовая промышленность. - 2012. -№3. - С. 42-44.

3. Отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2014 году. - М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2015. - 442 с.

4. Отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2015 году. - М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2016.-361 с.

5. Конакова, М. А. Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей / М. А. Конакова, Ю. А. Теплинский. - СПб.: Инфо-да, 2004. - 358 с.

6. Бирилло, И. Н. Оценка прочностного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями. Под общей редакцией д.т.н., профессора И. Ю. Быкова. / И. Н. Бирилло и др. - М.: Центр ЛитНефтеГаз, 2008. -168 с.

7. Официальный сайт Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) Российской Федерации. - Режим доступа: http://www.gosnadzor.ru.

8. Кутуков, С. Е. Комплексная система безопасности трубопроводов: Кто против? / С.Е. Кутуков // Oil & Gas Eurasia. - 2006. - №12. - С. 20-25.

9. Харионовский, О. В. Мониторинг объектов линейной части магистральных газопроводов / О. В. Харионовский // Территория Нефтегаз. - 2009. - №4. - С. 36М1.

10. Петров, Н. А. Перспективные задачи полевой диагностики, коррозионного прогноза и мониторинга магистральных газопроводов / Н. А. Петров и др. // Надежность и ресурс газопроводных конструкций. Сборник научных трудов. - М.: ВНИИГАЗ, 2003. - С. 231-235.

150

11. Колосова, А. Л. Разработка технической системы мониторинга скорости коррозии магистральных газопроводов / А. Л. Колосова / Энергосбережение и инновационные технологии в топливно-энергетическом комплексе: материалы региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых и специалистов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 61-64.

12. Панкратов, B. C. АРМ диспетчера газотранспортного объединения / В. С. Панкратов, В. И. Никишин, А. С. Вербило. - М.: ВНИИЭ Газпром, 1990. - 32 с.

13. Панкратов, B. C. Развитие АСДУ ГТП на базе современных SCADA-систем: обзорн. информ. / В. С. Панкратов, С. А. Сарданашвили, С. А. Николаевская. - М., 2003. - 66 с.: ил.

14. Григорьев, Л. И. Проблема оценки надежности диспетчерского управления газотранспортными системами, современные проблемы надежности систем энергетики: модели, рыночные отношения, управление реконструкцией и развитием / Л. И. Григорьев, М. Р. Маринов; под ред. М. Г. Сухарева и др. - М.: ГУЛ Издательство «Нефть и газ» РГУ Нефти и газа им. И. М. Губкина, 2000. - 258 с.

15. Григорьев, Л. И. Информационно-аналитическая система оценки и мониторинга надежности АСДУ (АСУТП) / Л. И. Григорьев, И. А. Седых / Автоматический контроль и автоматизация производственных процессов: материалы международной научно-технической конференции. - Минск, 2009. - С. 249-251.

16. Сухарев, М. Г. Технологический расчет и обеспечение надежности газо и нефтепроводов / М. Г. Сухарев, А. М, Карасевич. - М.: ГУЛ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2000. - 272 с.

17. СТО Газпром 2-3.5-454-2010 Правила эксплуатации магистральных газопроводов. - М., 2010. - 174 с.

18. Абаев, З. К. Система мониторинга коррозионного растрескивания под напряжением магистральных газопроводов / З. К. Абаев // Известия КабардиноБалкарского государственного университета. - 2015. - Том 4. - №4. - С. 68-73.

19. Зверев, Г. Я, Оценка надежности изделия в процессе эксплуатации. Изд. 2-е / Г. Я. Зверев. - М.: ЛЕНАНД, 2010. - 96 с.

151

20. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. - Введ. 2013-07-01. - М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012. - IV. -93 с.

21. Официальный сайт ПАО «Газпром». - Режим доступа: http://www. gazprom.ru.

22. Кугрышева, Л. И. Факторы обеспечения надежности и безопасности трубопроводов / Л. И. Кугрышева, С. А. Стахов // Сборник научных трудов СевКав-ГТУ. Серия «Естественнонаучная». - 2008. - №4. - С. 71-78.

23. Варламов, Д. П. Мониторинг дефектности и прогноз состояния магистральных газопроводов России / Д. П. Варламов и др. - Екатеринбург: Уральский центр академического обслуживания, 2012. - 250 с.

24. Газпром в цифрах 2008-2012 гг.: справочник. - М.: ОАО «Газпром», 2012. -76 с.

25. Гареев, А. Г. Прогнозирование долговечности магистральных трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях коррозийно-механических воздействий: дис. ... д-ратехн. наук: 05.15.13,15.17.14/Гареев АлексейГабдуллович. -Уфа, 1998. -284 с.

26. Сергеева, Т. К. Состояние проблемы стресс-коррозии в странах СНГ и за рубежом / Т. К. Сергеева и др. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 99 с.

27. Отт, К. Ф. Стресс-коррозия на газопроводах / К. Ф. Отт. - Югорск: ООО «Тюменьтрансгаз», 2002. - 184 с.

28. Коррозия. Справ, изд. Под ред. Л. Л. Шрайера. Пер. с англ. - М.: Металлургия. 1981. -632 с.

29. Чучкалов, М. В. Особенности проявления поперечного коррозионного растрескивания под напряжением /М.В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Газовая промышленность. - 2014. - № 3 (703). - С. 37-39.

30. РД 51-4.2-003-97 Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. -М.: ИРЦ «Газпром», 1997. - 126 с.

31. ГОСТ 27.301-95 Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения. Введ. 01.01.1997 г. -М.: Издательство стандартов, 1997. - 19 с.

152

32. Надежность технических систем: Справочник / Ю. К. Беляев и др.; под ред. И. А. Ушакова. - М.: Радио и связь, 1985. - 608 с.

33. Надежность в машиностроении: Справочник / Под ред. В. В Шашкина, Г. П. Карзова. - СПб.: Политехника, 1992. - 719 с.

34. СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром». - Введен

26.12.2005. - Дата актуализации 17.06.2011. - М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 91 с.

35. Салюков, В. В. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов / В. В. Салюков. - М., 2007. - 352 с.

36. СТО Газпром 2-2.3-253-2009 Методика оценки технического состояния и целостности газопроводов. - Введ. 2009-09-30. - М.: ООО «Газпром экспо», 2009. - V. - 73 с.

37. Салюков, В. В. Анализ аварийности газопроводов ОАО «Газпром» по причине КРН / В. В. Салюков // Опыт эксплуатации и технической диагностики магистральных газопроводов с дефектами КРН. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - ч. 1. - С. 3-17.

38. Басиев, К. Д. Оценка циклической трещиностойкости сталей и сварных соединений магистральных нефтегазопроводов / К. Д. Басиев, М. Ю. Кодзаев, В. А. Гулуев / Научно-технические проблемы прогнозирования надежности и долговечности конструкций и методы их решения: материалы IV Международной конференции. - Санкт-Петербург, 2001. - С.37-48.

39. Басиев, К. Д. Метод оценки степени неравномерности распределения микропластических деформаций по поверхности металла с течением времени / К. Д. Басиев, М. Ю. Кодзаев / Устойчивое развитие горных территорий: проблемы и перспективы интеграции науки и образования: материалы V-ой Международной конференции (21-23 сентября 2004 г). - Владикавказ, 2004. - С.45-55.

40. Пат. 2343438 Рос. Федерация: МПК G 01 М 3/00. Автоматический беспилотный комплекс диагностики протяженных объектов, оснащенных собственной информационной системой / Аникин В. А., Шибанов Ю. В.; заявитель и патентообладатель ООО «Камов». - № 200712544/28; заявл. 08.06.2007; опубл. 10.01.2009.

153

41. Перминов, В. Б. Модернизация распределенной системы управления линейной части магистрального газопровода / В. Б. Перминов и др. // Современные технологии автоматизации. - 2003. - №4. - С. 30-36.

42. Пат. 2325583 Рос. Федерация: МПК F 16 L 58/00. Способ выявления участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / Цхадая Н. Д., Кузьбожев А. С, Агиней Р. В., Селуянова Е. Г.; заявитель и патентообладатель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет. - № 2006108593/06; заявл. 21.03.2006; опубл. 21.03.2006.

43. Пат. 2184177 Рос. Федерация: МПК С 23 F 13/02, С 23 F 15/00. Способ защиты подземных газопроводов высокого давления от коррозионного растрескивания / Кузнецов A. M., Зенцов В. Н., Теребилов Ю. В., Кузнецов М. В., Рахманкулов Д. Л., Жданов М.А.; заявитель и патентообладатель Уфимский государственный нефтяной технический университет. - № 2000112732/02; заявл. 22.05.2000; опубл. 27.06.2002.

44. Пат. 2193718 Рос. Федерация: МПК F 16 L 58/00. Способ выявления участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / Асадуллин М. З., Амниев Ф. М., Аскаров P. M., Усманов P. P., Теребилов Ю. В., Аверин Н. М., Исмагилов И. Г., Файзуллин С. М.; заявитель и патентообладатель ООО «Ба-штрансгаз» ОАО «Газпром». - № 2001103058/06; заявл. 02.02.2011; опубл. 27.11.2002.

45. Пат. 2277669 Рос. Федерация: МПК F 16 L 58/00. Способ выявления участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / Волков А. А., Теплинский Ю. А., Конакова М. А., Мамаев Н. И., Бурдинский Э. В.; заявитель и патентообладатель ООО «ВНИИГАЗ». - № 2004128732/06; заявл. 29.09.2004; опубл. 10.06.2006.

46. Пат. 2147098 Рос. Федерация: МПК F 16 L 58/00, G 01 N 27/00. Способ выявления участков магистральных трубопроводов, предрасположенных к коррозионному растрескиванию под напряжением (стресс-коррозии) / Лисин В. Н., Пужайло А. Ф., Спиридович E. A., Щеголев И. Л., Лисин И. В., Шайхутдинов А. З.; заявитель и патен

154

тообладатель ОАО «Газпром» ДО АО «Гипрогазцентр». - № 99111247/06; заявл. 03.06.1999; опубл. 27.03.2000.

47. Пат. 2262634 Рос. Федерация: М1Ж F 16 L 58/00. Способ выявления участков трубопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / Королев Ю. А., Нестеров В. А., Смирнов А. А., Алфеев Н. В., Тычкин И. А.; заявитель и патентообладатель ООО «ПАРСЕК». - № 20044107421/06; заявл. 15.03.2004; опубл.

20.10.2005.

48. Нефёдов, С. В. Модель прогнозирования коррозионной поврежденности магистральных газопроводов и метод прогнозирования роста протяженности коррозионно-опасных участков газопроводов / С. В. Нефёдов, А. Ю. Прокопенко // Вести газовой науки: Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - № 1 (17). - С. 22-28

49. Сызранцев, В. Н. Расчет прочностной надежности изделий на основе методов непараметрической статистики / В. Н. Сызранцев, Я. П. Невелев, С. Л. Голофаст. -Новосибирск: Наука, 2008. - 218 с.

50. Деменков, Н. П. Нечеткие системы экологического мониторинга и управления / Н. П. Деменков, В. А. Матвеев // Промышленные АСУ и контроллеры. - 2004. -№1. - С. 29-33.

51. Фазылова, М. В. Алгоритм обучения нейронных сетей для задач диагностики состояния оборудования нефтегазовой отрасли / М. В. Фызылова // Нефтегазовое дело. - 2007. - №1. - 7 с.

52. Алтунин, А. Е. Модели и алгоритмы принятия решений в нечетких условиях: Монография / А. Е. Алтунин, М. В. Семухин. - Тюмень: Издательство Тюменского государственного университета, 2000. - 352 с.

53. Круглов, В. В. Нечёткая логика и искусственные нейронные сети / В. В. Круглов, М. И. Дли, Р. Ю. Голунов. - М.: Физматлит, 2001. - 221 с.

54. Дьяконов, А. П. MATLAB. Математические пакеты расширения. Специальный справочник / А. П. Дьяконов, В. В. Круглов. - СПб.: Питер, 2001. - 480 с.

155

55. Карпенко, Г. В. Влияние среды на прочность и долговечность металлов / Г. В. Карпенко. - Киев: Наукова думка, 1976. - 128 с.

56. Сергеева, Т. К. Стресс-коррозионное разрушение магистральных газопроводов России / Т. К. Сергеева // Безопасность трубопроводов. - 1995. - №4. - С. 139-159.

57. Климов, П. В. О механизме стресс-коррозии трубопроводов / П. В. Климов, А. Г. Гумеров, А. К. Гумеров / Энергоэффективность. Проблемы и решения: материалы научн.-практ. конф. (20-23 окт. 2009). - Уфа, 2009. - С. 147-148.

58. Oriani, R. A. A mechanical theory of hydrogen embrittlement of steels / R. A. Ori-ani // Berichte der Bunsen Gesellschaft fur phisikalische chemie. - 1972. - B. 76. - № 8 -P. 848-847.

59. Лихтман, В. И. Физико-химическая механика материалов / В. И. Лихтман, Е. Д. Щукин, П. А. Ребиндер. - М.: Изд. АН СССР, 1962. - 302 с.

60. Troiano, A. R. The role of hydrogen and other interstitials in the mechanical behavior of metals / A. R. Troiano // Trans. Amer. Soc. for Мetals. - 1960. - V. L II. - Р. 54-80.

61. Мак Лиин Д. Границы зерен в металлах / Д. Мак Лиин. Пер. с англ. - М.: Ме-таллургиздат, 1960. - 332 с.

62. Гуляев, А. П. Металловедение / А. П. Гуляев. - М.: Металлургия, 1977. - 646 с.

63. Савченков, Э. А. Критерии динамической и статической водородной хрупкости стали при электрохимических процессах / Э. А. Савченков // Деп. ВИНИТИ. -1984. - № 6778. - 24 с.

64. Новик, Ф. С. Оптимизация процессов технологии металлов методами планирования экспериментов / Ф. С. Новик, Я. Б. Арсов. - М.: Машиностроение; София: Техника, 1980. - 304 с.

65. Кремер, Н. Ш. Теория вероятностей и математическая статистика: учебник для студентов возов, обучающихся по экономическим специальностям / Н. Ш. Кремер. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2010. - 551 с.

156

66. Красс, М. С. Математические методы и модели для магистрантов экономики: Учебное пособие / М. С. Красс, Б. П. Чупрынов. - СПб.: Питер, 2006. -496 с.

67. Ткаченко, В. Н. Электрохимическая защита трубопроводных сетей: Учебное пособие / В. Н. Ткаченко. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 2004. - 320 с.

68. Кодзаев, М. Ю. Повышение экологической безопасности при эксплуатации магистральных нефтегазопроводов: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.36 / Кодзаев Марат Юрьевич. - Владикавказ, 2006. - 170 с.

69. Гареев, А. Г., Повышение безопасности эксплуатации газонефтепроводов в условиях коррозионно-механических воздействий / А. Г. Гареев и др. - СПб.: Недра, 2012. - 220 с.

70. Влияние примесей в электролите (на примере олова, германия и сурьмы) на выход тока цинка / В. М. Алкацев, М. И. Алкацев, В. А. Линьков, И. В. Дарчиев // Изв. вузов. Цвет металлургия. - 2014. - №. 3. - С. 20-24.

71. Абаев, З. К. Исследование процесса ползучести образцов из стали Х-70 в условиях ускоренной химической коррозии / З. К. Абаев // Известия ВУЗ. СевероКавказский регион. Технические науки. - 2016. - №2. - С. 90-96.

72. Абаев, З.К. О влиянии потенциальной энергии сжатого газа на стресс-коррозионное разрушение магистральных газопроводов / З. К. Абаев, Х. Р. Сугаров // Инновационное развитие современной науки: материалы междунар. науч.-практ. конф. (31 января 2014). - Уфа: Башкирский государственный университет, 2014. - С. 3-6.

73. Зорин, Н. Е. Экспериментальная оценка работоспособности труб магистральных газопроводов при циклическом нагружении: дис. . канд. техн. наук: 25.00.19 / Василенко Антов Федорович. - М., 2010. - 149 с.

74. Зайцев, А. И. Исследование причин и механизмов коррозионномеханического разрушения сталей магистральных газопроводов / А. И. Зайцев и др. // Проблемы черной металлургии и материаловедения. - 2013. - № 3. - С. 65-74.

75. Болдин, М. С. Исследование процесса зарождения трещин коррозионного растрескивания под напряжением в малоуглеродистых низколегированных сталях /

157

М. С. Болдин и др. // Вестник нижегородского университета им. Н. И. Лобачевского. -2010. - №5-2. - С. 186-189.

76. Новак, В. Математические принципы нечёткой логики [пер. с англ.] / В. Новак, И. Перфильева, И. Мочкрож. - М.: Физматлит, 2006. - 352 с.

77. Абаев, З. К. Методика определения уровня риска коррозионного растрескивания под напряжением / З. К. Абаев / Современные проблемы механики, энергоэффективность сооружений и ресурсосберегающие технологии: материалы научной школы-семинара молодых ученых и студентов с международным участием (15-17 сентября 2015). - Москва: Российский университет дружбы народов, 2015. - С. 154160.

78. Рутковская, Д. Нейронные сети, генетические алгоритмы и нечеткие системы. / Рутковская Д., Пилиньский М., Рутковский Л. Пер. с польского И. Д. Рудинского. - М.: Горячая линия - Телеком, 2004. - 452 с.

79. Заде, Л. Понятие лингвистической переменной и его применение к принятию приближенных решений / Л. Заде. - М.: Мир, 1976. - 166 с.

80. Колосова, А. Л. Нечеткое моделирование коррозионных процессов магистральных газопроводов в среде MathLab / А. Л. Колосова, О. Н. Кузяков // Вестник Тюменского Государственного университета. - 2011. - №7. - С. 150-154.

81. Круглов, В. В. Гибридные нейронные сети / В. В. Круглов, В. В. Борисов. -Смоленск: Русич, 2001. - 224 с.

82. Абаев, З. К. Методика определения уровня риска коррозионного растрескивания под напряжением / З. К. Абаев / Современные проблемы механики, энергоэффективность сооружений и ресурсосберегающие технологии: материалы научной школы-семинара молодых ученых и студентов с международным участием (15-17 сентября 2015). - Москва: Российский университет дружбы народов, 2015. - С. 154160.

83. РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. - М., 2002. - 75 с.

158

84. Пужайло, А. Ф. Анализ данных о состоянии участка магистрального газопровода с целью выявления факторов, влияющих на возникновение и развитие стресс-коррозионных дефектов / А. Ф Пужайло, Е. А Спиридович // Журнал нефтегазового строительства. - 2013. - № 3. - С. 36-39.

85. Кодзаев, М. Ю. Влияние качества изоляционного покрытия на коррозионный мониторинг магистральных нефтегазопроводов / М. Ю. Кодзаев, З. К. Абаев, Т. М. Дзуцев // Технические науки: теоретический и практический взгляд: материлы между-нар. науч.-практ. конф. (8 августа 2015). - Уфа: Аэтерна, 2015. - С. 9-14.

86. СТО Газпром 2-2.3-095-2007 Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов. - Введен 28.08.2007. -М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 91 с.

87. ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Введ. 01.07.1997 г. № 144 - М.: Издательство стандартов, 1998. - 52 с.

88. ГОСТ 26423-85 Почвы. Методы определения удельной электрической проводимости, pH и плотного остатка водной вытяжки. - М.: Стандартинформ, 2011. - 8 с.

89. Низамов, Х. Н. Защита магистральных трубопроводов нефти и нефтепродуктов от колебаний давления / Х. Н. Низамов // Монтажные и специальные работы в строительстве. - 2001. - №8-9. - С. 29-32.

90. СТО Газпром 2-3.5-252-2008 Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Введ. 2009-04-15. - М., 2010. -174 с.

91. Спиридович, Е. А. Повышение надежности магистральных газопроводов в условиях коррозионного растрескивания под напряжением: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.19 / Спиридович Евгений Апполинарьевич. - М., 2014. - 422 с.

92. Климов, П. В. Исследование и разработка методов торможения стресс-коррозии на магистральных газопроводах: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.19 / Климов Павел Викторович. - Уфа., 2012. - 422 с.

159

93. Соловей, В. О. Оценка работоспособности газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.19 / Соловей Валерий Олегович. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010. -201 с.

94. Теплинский, Ю. А. Альбом аварийных разрушений на объектах ЛЧ МГ ООО «Севергазпром»: Альбом / Ю. А. Теплинский и др. - Ухта: Севернипигаз, 2006. - 345 с.

95. Теплинский, Ю. А. Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей: Атлас / Ю. А. Теплинский, М. А. Конакова. - Ухта: Севернипигаз, 2004. - 374 с.

96. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). - Утв. Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госстроем РФ 21.06.1999 N ВК 477. - М., 2004. - 59 с.

97. Есиев, Т. С. Разработка системы мониторинга стойкости к коррозионному растрескиванию под напряжением магистрального газопровода в горных территориях / Т. С. Есиев, З. К. Абаев // Устойчивое развитие горных территорий. - 2015. - №3 (25). - С. 71-76.

98. Абаев, З. К. О принципах построения системы коррозионного мониторинга магистральных газопроводов / З. К. Абаев / Экономика, проектный менеджмент, образование, юриспруденция, экология, медицина, социология, философия, филология, психология, техника, математика: состояние и перспективы развития: материалы меж-дунар. заоч. науч.-практ. конф. (4-5 июля 2013). - СПб., 2013. - 10 с.

99. Ерехинский, Б. А. Сопровождение программы диагностического обследования объектов добычи газа в информационной системе «Инфотех» / Б.А. Ерехинский и др. // Газовая промышленность. - 2014. - №12. - С.91-94.

100. Барский, Л. А. Системный анализ в обогащении полезных ископаемых / Л. А. Барский, В. З. Козин. - М.: Недра, 1978. - 486 с.

101. Тарасенко, Ф. П. Прикладной системный анализ: учебное пособие / Ф. П. Тарасенко. - М.: КРОНУС, 2010. - 224 с.

160

102. Качала, В. В. Основы теорий систем и системного анализа: Учебное пособие ддя вузов. 2-е изд., испр. / В. В. Качала. - М.: Горячая линия-Телеком, 2014. - 210 с.

103. Перегудов, Ф. И. Введение в системный анализ: Учебное пособие ддя вузов / Ф. И. Перегудов, Ф. П. Тарасенко. -М.: Высшая школа, 1989. - 367 с.

104. Антонов, А. В. Системный анализ: Учебное пособие для вузов. 2-е изд., стер. / А. В. Антонов. - М.: Высшая школа, 2006. - 454 с.

105. Василенко, А.Ф. Анализ, управление и обработка информации в системах катодной защиты газопроводов: дис. ... канд. техн, наук: 05.13.01 / Василенко Антов Федорович. - Краснодар, 2011. - 146 с.

106. Официальный сайт ООО «Энергогазприбор». - Режим доступа:

http://www.wgnn.com/.

107. Официальный сайт ООО НПП «ОЛЕМЕР». - Режим доступа:

http://www.elemer.ru/.

108. Официальный сайт ООО «Лаб Депо». - Режим доступа:

http: //www. labdepot. ш/.

109. Официальный сайт ООО «СИТИС». - Режим доступа: http://sitis.ru/.

110. Официальный сайт ООО «Озерский завод энергоустановок» (ОЗЭУ). - Режим доступа: http://www.ozeu.ru/catalog/ehz/ukzn shtml.

111. Колосова, А. Л. Усовершенствованная система мониторинга скорости коррозии и прогноза технического состояния магистральных газопроводов / А. Л. Колосова // Вестник кибернетики. - 2012. - №11. - С. 64-70.

112. Официальный сайт ООО «ПКФ «Контэл». - Режим доступа: http://www.kontelvolga.ru/.

ИЗ. Официальный сайт ОАО «Телеофис». - Режим доступа: http://www.teleofis.ru/.

114. Corrosion Monitoring and Simulation Using SCADA // Pipeline & Gaz Journal. -2008.-№3.-C 24-28.

161

115. Официальный сайт разработчика SCADA-системы TRACE MODE 6. - Режим доступа: http://www.adastra.ru/products/dev/.

116. Johnson В. Professional Visual Studio 2013. - Wrox., 2014. - 1014 p.

117. Свидетельство № 2015616136 Российская Федерация. Программа «SCCplus 1.0»: свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ / 3. К. Абаев, С. Г. Кануков; заявители и правообладатели 3. К. Абаев, С. Г. Кануков - № 2015612874; заявл. 09.04.2015; зарегистр. 01.06.2015. - 1 с.

118. Свидетельство № 2016663508 Российская Федерация. Программа «SCC Range 1.0»: свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ / 3. К. Абаев; заявитель и правообладатель 3. К. Абаев, - № 2016660764; заявл. 14.10.2016; зарегистр. 09.12.2016. - 1 с.

119. Абаев, 3. К. Разработка программного обеспечения системы мониторинга коррозионного растрескивания под напряжением / 3. К. Абаев, Б. А. Бачиев // Вестник Дагестанского технического университета. - 2016. -№1 (40). - С. 38М5.

120. Wiegers К. Software Requirements (3rd Edition) (Developer Best Practices) / Karl Wiegers, Joy Beatty. - Microsoft Press, 2013. - 672 p.

162

Приложение А. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2015616136

№ № № № № Ж № № № № Ж № № № Й № № № № № № № № Ж № № № № № № № № № № Ж № Ж № № № № Й №

СВИДЕТЕЛЬСТВО

о государственной регистрации программы для ЭВМ

№ 2015616136

SCCplus 1.0

Ж № № №

Ж

№

№ Й №

Й

Й

Й Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й Й

Й

Правообладатели: АдгибоЛЙ/Лаямч (7?О, Аднуко# С^?^Й

(АС)

Авторы: ЛйаеяТ<оу,^кАдлгйолд/иосич (АС),

Аанукоа Сер22Й (АО

Заявка № 2015612874

Дата поступления 09 апреля 2015 Г.

Дата государственной регистрации

в Реестре программ для ЭВМ 0/ ММЛЯ 2075 <?.

Д/?мо /укоеобишеля Фебе/тольлой службы

цо ми/исллектиусиьном собсмееииосшц

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

Й

./7.Л. Анрмй

163

Приложение Б. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2016663508

МЧЖИПЙСЖАЖ

СВИДЕТЕЛЬСТВО

№ № № № Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й

о государственной регистрации программы для ЭВМ

№ 2016663508

SCC Range 1.0

Правообладатель: О

Автор: ЛйдеяЗа}р^кЛалгболя/иояич (7?О

Заявка № 2016660764

Дата поступления 14 октября 2016 Г.

Дата государственной регистрации

в Реестре программ для ЭВМ 09 декабря 297 6 А

Дукоео<)м/иель Федеральном сдуо/сбы ио мн/иемектиуальном собстибеииостим

/7/7 йблиее

Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й Й

ЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙ

164

Приложение В. Акт о внедрении результатов диссертационной работы в

Моздокском ЛПУ МГ (филиал ОАО «Газпром трансгаз Ставрополь)

УТВЕРЖДАЮ

о внедрении результатов исследований

Абаева Заурбека Камболатовича

Комиссия в составе:

Председатель: гл. инженер «Моздокского ЛПУ МГ» И.М. Бородаев.

Члены комиссии: начальник СЗотК — С.Г. Минчиев;

инженер СЗотК — А.М. Чернов; мастер СЗотК — А.В. Ганюшкин.

Составили настоящий акт о том, что результаты работы Абаева Заурбека Камболатовича, связанной с разработкой системы мониторинга коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) и ранжирования участков линейной части магистрального газопровода по степени риска КРН, и представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук, внедрены на предприятии «Моздокское ЛПУ МГ» (филиал ООО «Газпром трансгаз Ставрополь») (г. Моздок) в виде прикладной программы «SCC Range».

Результаты использования данной программы коррелировали с результатами проведениям планово-диагностических мероприятий, позволяя с большой точностью выявлять участки газопровода, склонные к КРН.

Также было отмечено снижение трудоемкости диспетчерского контроля за счет простоты использования продукта и рекомендаций о категории работоспособности МГ.

Председатель: Члены комиссии:

И.М. Бородаев.

С.Г. Минчиев;

А.М. Чернов;

А.В. Ганюшкин.

165

Приложение Г. Акт о внедрении результатов диссертационной работы в ООО «Газпром газораспределение Владикавказ»

ЕРЖДАЮ

женер ООО «Газпром

И.М. Хетагуров

"ГазпромГл

. \ф ВладшаАаз'

е]. газоркпредрфние

^ред^ление Владикавказ»

внедрения использования результатов исследований Абаева З.К.

Мы, нижеподписавшиеся, представители ООО «Газпром газораспределение Владикавказ» начальник службы ЭХЗ Дзукаев Г.В., с одной стороны, и Северо-Кавказского горно-металлургического института (государственного технологического университета) «СКГМИ (ГТУ)» аспирант кафедры «СМ и СМ» Абаев З.К., с другой стороны, составили настоящий акт в том, чпго основные результаты диссертационной работы З.К. Абаева, содержащиеся в представленной технической документации, а именно: математическая модель зависимости уровня риска КРН линейной части магистрального газопровода от величины pH значения грунта, величины защитного потенциала и величины механических напряжений; алгоритм ранжирования участков газопровода по склонности к КРН; структурная схема подсистемы мониторинга КРН, организованную на трех уровнях аппаратно-программной реализации (датчики и измерительные приборы — контроллер и линия связи — вычислительные и операционные элементы), приняты для внедрения и использования в процессе технического диагностирования газопроводов.

Результаты работы Абаева З.К. могут быть интегрированы в существующие системы обеспечения надежности газопроводов; предложенная структурная схема подсистемы мониторинга и алгоритм ранжирования могут быть использованы не только для защиты от КРН, но и общей коррозии металла, помимо этого предложенные результаты могут использоваться при разработке прикладного математического обеспечения для АСУ транспорта газа.

Внедрение результатов работы Абаева З.К. позволило повысить точность, снизить затраты труда и время оценки технического состояния газопроводов.

От ООО «Газпром газораспределение Владикавказ»

От «СКГМИ (ГТУ)»

Начальник службы ЭХЗ

Г.В. Дзукаев

« /) » 2016 г.

аспирантка

ы «СМ и СМ»

З.К. Абаев

2016 г.